- ростом добычи нефтяными компаниями ПНГ.

Факторы, способствующие увеличению добычи в будущем:

- увеличения количества независимых производителей газа;

- разработка и запуск новых месторождений;

- дальнейшее строительство ниток газопровода «Северный поток»;

- реализация «Восточной газовой программы».

Следует отметить, что по итогам 2013 г. прирост добычи ПНГ в разрезе компаний составил:

- ОАО «ЛУКОЙЛ» на 1,1 млрд. куб. м (+15,2%), добыча за год ПНГ составила 8,2 млрд. куб. м, процент полезного использования попутного газа увеличился с 78,6% до 87,5%;

- ОАО «ТНК-ВР Холдинг» на 0,7 млрд. куб. м (+5,8%), добыча за год составила 12,2 млрд. куб. м, процент полезного использования попутного газа снизился с 83,1% до 82,8%;

- ОАО «Газпром нефть» на 0,6 млрд. куб. м (+17,1%), добыча за год составила 4,2 млрд. куб. м, процент полезного использования попутного газа увеличился с 65,6% до 65,7%;

- ОАО «РОСНЕФТЬ» на 0,8 млрд. куб. м (+11,5%), добыча за год составила 7,9 млрд. куб. м, процент полезного использования попутного газа увеличился с 51,1% до 51,2%;

- ОАО «Татнефть» на 0,1 млрд. куб.м (+6,9%), добыча за год составила 0,9 млрд. куб. м, процент полезного использования попутного газа увеличился с 94,2% до 94,5%;

- ОАО НК «РуссНефть» на 0,2 млрд. куб. (+18,0%), добыча за год составила 1,2 млрд. куб. м, процент полезного использования попутного газа увеличился с 61,5% до 69,8%.

В 2012 г. коэффициент полезного использования ПНГ увеличился по сравнению с 2011 г. с 75,5% до 76,2%. Наивысший коэффициент полезного использования ПНГ, доведенный до 99,5%, отмечен на месторождении им. Ю. Корчагина (шельф Каспийского моря) (ОАО «ЛУКОЙЛ»). По данным Минэнергетики РФ, 2013 г.Источник и год

Основной задачей отрасли остается увеличение к 2015 г. полезного использования ПНГ до 95%.

Таким образом, добыча газа в РФ в 2012 году, по данным ЦДУ ТЭК, снизилась на 2,3% по сравнению с предыдущим годом и составила 655,007 миллиарда кубометров. Добыча газа в РФ в 2013 году выросла на 2% по сравнению с аналогичным периодом прошлого года и составила 668,024 миллиарда кубометров. Основными газодобывающими компании России является: "Газпром" ; Оао «Новатэк»; Оао «Нк «Роснефть». «Газпром» располагает самыми богатыми в мире запасами природного газа. Его доля в мировых запасах газа составляет 18%, в российских - 70%. По данным Минэнергетики РФ, 2013 г.источник и год

Российская Федерация занимает лидирующее положение в мире по начальным суммарным ресурсам (НСР) газа, на ее долю приходится 248 трлн. куб. м (43,2% НСР на планете). Сегодня разведанные запасы газа оцениваются в размере 48 трлн. куб. м. Это означает, что степень разведанности НСР в стране в целом не превышает 25%. При этом на суше она равна 32,6%, а в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке - всего 6,9 и 10,3%, соответственно. Опыт развития газовой индустрии СССР свидетельствует о том, что прирост запасов газа должен превышать уровень его добычи в 1,3-1,5 раза. Только при таких пропорциях воспроизводства ресурсной базы можно надежно обеспечить рост добычи газа в России до 2040 г.

Почти на 90% общероссийской добычи газа сосредоточено в Западной Сибири (Западносибирская НГП) (прилож. 1. табл. 1.1), в первую очередь в ЯНАО - свыше 80%. Наиболее крупные газодобывающие регионы Европейской части страны, на которую приходится порядка 7% общенациональной добычи - Оренбургская область (Волго-Уральская НГП), Астраханская область (Прикаспийская НГП), Республика Коми (Тимано-Печорская НГП). В последние годы начато освоение Охотоморской провинции.

В организационном плане добычи газа в России ведется четырьмя основными группами производителей (рис. 3.1):

- компаниями, входящими в Группу «Газпром» - крупнейшего в мире газового концерна, владельца ЕСГ и монопольного экспортера газа,

- независимыми производители газа («НОВАТЭК», «Сибнефтегаз» и др.),

- вертикально-интегрированными и независимыми нефтяными компаниями («Роснефть», «ЛУКОЙЛ», «Сургутнефтегаз», ТНК-ВР и др.),

- операторами СРП.

Крупнейший производитель газа в России и в мире - концерн «Газпром», добыча которого, включая «Газпром нефть», составила в 2010 г. 513,9 млрд м3 (рис. 5). Из нефтяных компаний наибольший объем добычи газа приходится на «ЛУКОЙЛ», «Роснефть», «Сургутнефтегаз», ТНК-ВР. Основные независимые производители газа - «НОВАТЭК» и «Сибнефтегаз».



Рис. 3.1. Добыча газа в России в 1999 - 2010 гг. по группам производителей Коржубаев А.Г. Газовая промышленность России: международные позиции, организационная и региональная структура / А.Г. Коржудбаев // Бурение и нефть. - 2011. - № 10. - С. 15

На протяжении последних 10 лет доля Группы «Газпром» в объеме добычи газа в России снизилась с 91,5 до 77,2% (рис. 6), что связано: с реализаций газодобывающих проектов независимых производителей газа и нефтяных компаний; увеличением добычи попутного нефтяного газа в условиях роста добычи нефти; ростом добычи газа в рамках проектов соглашения о разделе продукции; ухудшением позиций на международных рынках газа.

После непродолжительного периода наращивания добычи газа в 2003 - 2008 гг. в 2009 г. имело место ее обвальное падение, вызванное снижением внутрироссийского спроса и чрезвычайных обстоятельств, сложившихся на европейском газовом рынке в результате:

- сокращения спроса на газ в связи с глобальным финансово-экономическим кризисом;

- рекордного ввода мощностей по производству и регазификации сжиженного газа и агрессивной сбытовой политики поставщиков СПГ, прежде всего Катара;

- увеличения добычи сланцевого газа в США, что привело к переориентации части поставок СПГ на традиционный для России европейский рынок.

Рост добычи газа в 2010 г. обусловлен увеличением поставок на внутренний рынок, объем экспорта в Европу практически не изменился, оставшись на уровне 2009 г. Обязательства европейских клиентов «Газпрома» по отбору газа в 2010 - 2012 гг. снизились на 15 млрд м3.

Основной центр добычи газа Газпрома расположен на севере Западной Сибири - в Ямало-Ненецком автономном округе, где работают крупнейшие предприятия концерна - «Газпром добыча Надым», «Газпром добыча Ноябрьск», «Газпром добыча Уренгой», «Газпром добыча Ямбург», «Нортгаз», «ПУРГАЗ».

Добыча газа независимыми производителями в 2010 г. вышла на уровень 61,7 млрд м3 в год, что составляет около 9,3% всей добычи природного и попутного нефтяного газа в России, при этом прирост составил свыше 28,5%.

Крупнейшие независимые производители газа в России - «НОВАТЭК», «Сибнефтегаз», «Роспан Интернешионал». Функционирует ряд небольших региональных газодобывающих компаний - «Норильскгазпром», «Таймыргаз» (контролируются «Норильским никелем»), «Якутская топливно-энергетическая компания».

Ускоренное увеличение добычи газа независимыми производителями по сравнению с показателями «Газпрома» стало возможным благодаря следующим факторам:

· восстановлению спроса на внутреннем рынке, на который и ориентированы независимые поставщики, вследствие общего оживления экономики и промышленности;

· определенной либерализацией условий доступа к ЕСГ;

· наличием подготовленной сырьевой базы,

· гибкой системой принятия инвестиционных и маркетинговых решений, эффективным менеджментом.

Оценки потенциала сланцевого газа в России не проводились, но учитывая его дороговизну и высокую трудоемкость добычи, а также конкуренцию с располагаемыми ресурсами традиционного природного газа, вряд ли в перспективе до 2040 г. он сможет играть заметную роль в энергоснабжении страны.

Освоение арктического шельфа может дать существенный прирост разведанных запасов, но из-за больших трудностей и рисков их добыча может стать запредельно дорогой. Восстановление окружающей среды в этом регионе после деятельности добывающих компаний также может стоить колоссальных затрат. Все это требует тщательного рассмотрения и изучения, прежде чем переходить к широкомасштабному освоению арктических месторождений нефти и газа.

2.2 Структура добычи газа в России

В табл. 2.4 даны оценки извлекаемых ресурсов природного газа и экономические параметры их извлечения.

Основными месторождения газа в России являются:

- Заполярное;

- Сахалин-3;

- Русановское

- Ленинградское

- Штокмановское

- Бованенковское

- Ямбург

- «Заполярное»

- Уренгой.

Таблица 2.4

Оценки извлекаемых ресурсов природного газа и технико-экономические показатели добычи газа Синяк Ю.В. Топливно-энергетический комплекс России: возможности и перспективы / Ю.В. Синяк // Проблемы прогнозирования, 2013. т.№1. - С. 8

Регион	Категория ресурсов	Объем запасов, трлн. куб. м	Себестоимость добычи, долл./1000 куб. м / год	Удельные капиталовложения, долл./1000 куб. м	Удельные затраты, долл./1000 куб. м / год
Европейская часть РФ
Прикаспийский район	I	1500	14	34	55
	II	1575	29	72	114
	III	3150	57	100	177
Прочие регионы	I	800	17	46	72
	II	5425	40	74	129
	III	13875	86	143	257
Урал и Западная Сибирь
	I	12900	11	29	46
	II	17150	23	72	109
	III	12750	51	143	223
Восточная Сибирь и Дальний Восток
Якутия	I	500	29	57	97
	II	700	43	86	146
	III	600	86	114	223
Сахалин	I	500	29	57	97
	II	875	43	86	146
	III	1125	86	114	223
Иркутская обл.	I	1000	29	43	80
	II	1075	43	72	129
	III	225	86	100	206
Прочие регионы	I	500	43	57	112
	II	550	72	100	192
	III	150	100	200	340
Всего ресурсов	-	76925	-	-	-

Заполярное нефтегазоконденсатное месторождение - месторождение газа, газового конденсата и нефти. Открыто в 1965 году. Расположено на территории Тазовского района Ямало-Ненецкого автономного округа (ЯНАО), в 80 км восточнее Уренгойского месторождения и в 85 км южнее поселка Тазовский. Общие запасы газа составляют более 3,3 трлн мі. Верхняя сеноманская залежь - примерно 2,6 трлн мі газа, валанжинские горизонты - около 735 млрд мі газа.

«Сахалин-3» - перспективный нефтегазовый проект на побережье острова Сахалин. В «Сахалин-3» входит четыре блока месторождений: Киринский, Венинский, Айяшский и Восточно-Одоптинский на шельфе Охотского моря. Прогнозные извлекаемые ресурсы превышают 700 млн т нефти и 1,3 трлн м3 природного газа.

Русановское газовое месторождение - гигантское газовое месторождение России, расположено в Карском море. Открыто в 1992 году. Газоносность связана с терригенными отложениями танопчинской свиты неоком-аптского возроста. Месторождение содержит семь залежей конденсатсодержащего газа. Залежи на глубине 1,65 - 2,45 км. Месторождение пробурено 2 скважины. Начальные запасы 3,0 трлн. м3 природного газа.

Ленинградское газовое месторождение - гигантское газовое месторождение России, расположено в Карском море. Открыто в 1992 году. Газоносность связана с отложениями альб-сеноманского возроста. Месторождение является многозалежным (свыше 10), залежи пластовые сводовые. Газ по составу сухой, метановый (от 91 до 99 %). Конденсат присутствует лишь в аптских отложениях. Залежи на глубине 1,7 - 2,6 км. Начальные запасы 3,0 трлн. м3 природного газа.

Штокмановское (Штокманское) газоконденсатное месторождение - одно из крупнейших месторождений в мире. Открыто в 1988 году с борта судна «Профессор Штокман», в связи с чем и получило своё название. Расположено в центральной части шельфа российского сектора Баренцева моря в 600 км к северо-востоку от Мурманска. Глубины моря в этом районе колеблются от 320 до 340 м. Разведанные запасы (2006) - 3,7 трлн куб. м газа и 31 млн т. конденсата.

Бованенковское нефтегазоконденсатное месторождение - крупнейшее месторождение полуострова Ямал. Бованенково расположено на полуострове Ямал, в 40 километрах от побережья Карского моря, нижнее течение рек Сё-Яха, Морды-Яха и Надуй-Яха. Количество газовых промыслов на объекте - три. Общее количество скважин 743, количество кустов скважин - 56. Среднее содержание конденсата в пластовом газе составляет 2,5 грамма на кубический метр.

Ямбургское нефтегазоконденсатное месторождение (ЯНГКМ) - месторождение газа, газового конденсата и нефти. Открыто в 1969 году. Расположено в Заполярной части Западносибирской равнины, на Тазовском полуострове в субарктической зоне. Промышленная газоносность установлена в сеноманских и неокомских отложениях. Размеры ЯНГКМ - 170 на 50 километров. По данным Вниизарубежгеологии Ямбургское месторождение занимает третье место в мире по начальным извлекаемым запасам газа.

Заполярное ГНКМ (газонефтеконденсатное месторождение) расположено в 220 км. от Нового Уренгоя в ЯНАО. По запасам газа в международном рейтинге газовых месторождений Заполярное занимает пятое место. Общие запасы газа составляют более 3,3 трлн. куб. м. Верхняя сеноманская залежь - примерно 2,6 трлн. куб. м газа. Валанжинские горизонты - около 735 млрд. куб. м газа. Заполярное открыто в 1965 году.

Уренгойское месторождение природного газа - уникальное газовое месторождение, второе в мире по величине пластовых запасов, которые превышают 10 триллионов кубических метров (10№і мі). Находится в Ямало-Ненецком АО Тюменской области России, немного южнее северного полярного круга. Имя дано по названию близлежащего населённого пункта - посёлка Уренгой. Впоследствии вблизи месторождения вырос город газовиков Новый Уренгой. Месторождение открыто в июне 1966, первооткрывательницей уренгойской структуры стала сейсмическая станция.

Таким образом, основными месторождения газа в России являются: Заполярное; Сахалин-3; Русановское, Ленинградское, Штокмановское, Бованенковское, Ямбург, «Заполярное», Уренгой. Почти на 90% общероссийской добычи газа сосредоточено в Западной Сибири (Западносибирская НГП) (прилож. 1. табл. 1.1), в первую очередь в ЯНАО - свыше 80%.

2.3 Перспективы добычи газа в России

В ближайшие 20 лет в России появится ряд новых центров газодобычи: Ямальский (полуостров и прилегающий шельф Карского моря), Гы- данский, Красноярский, Иркутский, Якутский на суше и Баренцевомор- ский и Охотоморский на шельфе и др. В дальнейшем предполагается стабилизация достигнутого уровня (примерно до 2035 г.) и снова медленный рост, но уже за счет все более активной разработки нетрадиционных источников природного газа, прежде всего «плотного» и угольного, так как реальные ресурсы сланцевого газа в России относительно невелики (менее 10 трлн м3). Сопоставимость объемов добываемого традиционного (по современных критериям) газа и нетрадиционного (ПГ+УГ+СГ) будет достигнута в России примерно к 2060-2065 гг. В последней трети столетия лидерство, вероятно, перейдет к нетрадиционному газу, включая газогидраты суши и шельфа.

В настоящее время и на рассматриваемый период основным регионом добычи газа в России остается Надым-Пур-Тазовский регион (НПТР) Западной Сибири, где сосредоточены основные разрабатываемые и вводимые в ближайшей перспективе месторождения.

Добыча газа по региону в 2013 году составила порядка 86 % от суммарной добычи по России, в 2012 году - 85 %. В перспективе прогнозируется снижение добычи газа по объективным причинам, связанным с высоким уровнем выработанности уникальных месторождений региона (Медвежье, Уренгойское, Ямбургское), снижением пластового давления на них, подъемом уровня газоводяного контакта (ГВК), длительным сроком работы оборудования. По состоянию на 01.01.2008 выработанность Медвежьего (сеноман) месторождения составляла 82,2 %, Уренгойского (сеноман) - 64,7 %, Ямбургского (сеноман) - 52,1 %. Характеристика основных действующих месторождений России приведена в таблице 2.5.

Таблица 2.5

Характеристика основных действующих месторождений России Генеральная схема развития газовой отрасли на период до 2030 года [Электронный ресурс] // Интернет-портал сообщества ТЭК: сайт. - URL: http://www.energyland.info/files/library/112008/7579b56758481da282dd7e0a4de05fd1.pdf

Объект	Год ввода	Максимальный отбор, млрд. м /год	Год выхода на макс. отбор	Отбор в 2007 г., '3 млрд. м
Западная Сибирь
Медвежье	1972	75,3	1983	19,3
Уренгойское (сеноман)	1978	276,2	1987	84,4
Вынгапуровское	1978	20,4	1980	2,2
Уренгойское (валанжин)	1981	34,0	1989	24,0
Ямбургское (сеноман)	1986	174,2	1994	109,9
Ямбургское (валанжин)	1991	14,1	2006	13,8
Юбилейное	1992	21,3	2004	20,0
Комсомольское	1993	31,2	2002	30,1
Зап. Таркосалинское	1996	15,9	2005	15,6
Ямсовейское	1997	22,3	2007	22,3
Ново-Уренгойское + В.Уренгойское (ач.свита)	1998	3,1	2006	1,6
Губкинское (сеноман)	1999	15,3	2001	15
В. Таркосалинское (сеноман)	1999	12,8	2006	11,6
Заполярное (сеноман)	2001	105,1	2006	98,5
Северо-Уренгойское (валанжин)	2001	5,0	2010	3,4
Вынгаяхинское	2003	5,8	2004	5,1
Ен-Яхинское (валанжин)	2003	5,4	2007	5,4
В. Таркосалинское (валанжин)	2003	3,0	2005	3,0
Ханчейское	2003	5,2	2010	4,2
Юрхаровское	2003	9,6	2006	9,6
Северо-Комсомольское	2003	0,4	2004	0,4
Еты-Пуровское	2004	15,1	2006	14,9
Песцовое	2004	27,0	2007	27,0
Вьюжное	2005	0,1	2006	0,1
Находкинское	2005	8,3	2006	7,7
Тарасовское	2006	1,0	2006	0,7
Южно-Русское	2007	25,0	2009	1,3
Береговое	2007	10,5	2010	0,8
Другие районы России
Вуктыльское	1968	19,2	1976	2,3
Оренбургское	1970	49,4	1985	18,1
Астраханское	1987	12,0	2007	12,0

Для поддержания проектных уровней отборов и обеспечения стабильной добычи газа на действующих месторождениях предусматривает проведение реконструкции и технического перевооружения объектов добычи газа.

Одновременно, необходимо обеспечить решение проблем извлечения остаточных запасов газа («низконапорный» газ) на завершающей стадии разработки действующих месторождений с достижением высоких коэффициентов газоотдачи. Следует отметить, что существующие технологии не обеспечивают экономически эффективную возможность компримирования газа низкого давления для его дальнейшей транспортировки потребителям. Соответственно, требуется создание новых технологий добычи и использования «низконапорного» газа.

Дальнейшее развитие добычи газа в НПТР связано с разработкой глубоко- залегающих нефте- и конденсатосодержащих залежей, характеризующихся сложными горно-геологическими условиями и многокомпонентными составами пластовой смеси. В связи с этим прогнозируется увеличение объемов добычи «жирного» газа и жидких углеводородов, что при отсутствии в регионе свободных мощностей по транспортировке и переработке жидких углеводородов может стать ограничивающим фактором для развития добычи газа на месторождениях.

Доля объемов добычи газа в НПТР прогнозируется в размере 54-57 % в 2020 году и 31-33 % в 2030 году от общей добычи по России. Генеральная схема развития газовой отрасли на период до 2030 года. - Режим доступа: [Электронный ресурс] // Интернет-портал сообщества ТЭК: сайт. - URL: http://www.energyland.info/files/library/112008/7579b56758481da282dd7e0a4de05fd1.pdf.

Перспективными стратегическими газодобывающими регионами с точки зрения потенциальных ресурсов и запасов газа являются полуостров Ямал, шельф Баренцева моря, акватория и прилегающая суша Обской и Тазовской губ, а также Восточная Сибирь и Дальний Восток.

Месторождения новых регионов (кроме месторождений акватории Обской и Тазовской губ) характеризуются значительной удаленностью от существующей производственной инфраструктуры, включая действующую систему магистральных газопроводов, многокомпонентными составами пластовой смеси, сложными горно-геологическими условиями залегания и низкими фильтрационными свойствами продуктивных пластов. Для их эффективной эксплуатации в трудных природно-климатических условиях необходимо обеспечить решение ряда сложных научно-технических задач в области строительства скважин, газопромысловых объектов и газопроводов в зоне многолетнемерзлых грунтов и морских месторождений, внедрения обеспечивающих сохранение окружающей среды новых технико-технологических решений. Все это потребует привлечения значительных объемов инвестиций.

Добыча газа на полуострове Ямал начинается с ввода в разработку в 2011 году сеноман-аптских залежей Бованенковского газоконденсатного месторождения.

С целью минимизации экологических и социальных последствий освоения Ямала предусматривается осуществить ряд дорогостоящих мероприятий, среди которых можно выделить:

- соблюдение режимов освоения территорий, требующих сезонной регламентации при промышленном освоении;

- использование щадящих технологий и режимов работы в притундро- вых лесах и редколесье, а также на территориях со сложными геокриологическими условиями;

- применение инженерных решений, направленных на минимизацию и локализацию негативных экологических последствий развития промышленности на Ямале;

- охрана мест традиционного хозяйствования коренного населения;

- охрана мест обитания редких и исчезающих видов растений и животных, занесенных в Красную книгу России и Красную книгу ЯмалоНенецкого автономного округа;

- охрана археологических памятников, культовых мест и памятников культуры.

В этой связи предусматривается оптимизация технических и технологических решений в добыче и транспорте газа, снижающих капиталовложения и эксплуатационные затраты, включая использование безлюдных, энергосберегающих и экологически чистых технологий, вахтовый метод строительства и эксплуатации.

Первоочередными объектами разработки в регионе являются открытые месторождения: Северо-Каменномысское, Каменномысское-море, Северо-

Парусовое, Парусовое, Семаковское, Адерпаютинское, Антипаютинское. Добычу газа планируется начать с ввода в разработку Северо- Каменномысского месторождения в период 2015-2017 гг.

Освоение ресурсов Обской и Тазовской губ осложняется негативными природно-климатическими условиями (тяжелая ледовая обстановка, короткий межледовый период, слабые, легко переносимые водой грунты, мелководье), отсутствием опыта строительства и эксплуатации объектов обустройства месторождений в аналогичных условиях.

Основные газоносные районы шельфа характеризуются крайне сложными природно-климатическими и инженерно-геологическими условиями, в том числе:

- наличием дрейфующего ледового покрова и его временной изменчивостью;

- возможностью вторжения тяжелых льдов и айсбергов из более северных районов;

- экзарацией дна ледовыми образованиями и другими факторами, требующими проведения специальных инженерных мероприятий при освоении месторождений шельфа.

Значительные запасы и перспективные ресурсы природного газа Восточной Сибири и Дальнего Востока позволяют сформировать в данном регионе новые центры газодобычи. Добычные возможности этих центров основываются на имеющихся подтверждённых запасах уникальных и крупных месторождений, а также на приросте запасов за счёт активного проведения геологоразведочных работ.

В качестве базовых рассматриваются следующие газоконденсатные и нефтегазоконденсатные месторождения:

- месторождения углеводородов морского шельфа острова Сахалин (проекты «Сахалин -1, «Сахалин -2» и перспективные блоки «Сахалин-3-6»);

- Чаяндинское НГКМ (Республика Саха (Якутия));

- Ковыктинское ГКМ (Иркутская область);

- Собинско-Пайгинское и Юрубчено-Тохомское НГКМ (Красноярский край).

На основе расположения базовых месторождений в восточных регионах России предусматривается создание следующих территориальных промышленных центров газодобычи:

1. Сахалинский центр газодобычи - на базе месторождений шельфовой зоны острова Сахалин (проекты «Сахалин-1» и «Сахалин-2») с дальнейшим развитием центра за счёт реализации проектов «Сахалин-3-6».

2. Якутский центр газодобычи - на базе Чаяндинского месторождения с дальнейшим развитием за счет освоения Среднеботуобинского, Тас- Юряхского, Верхневилючанского и других месторождений.

3. Иркутский центр газодобычи - на основе Ковыктинского месторождения, а также Южно-Ковыктинской лицензионной площади и месторождений севера Иркутской области.

4. Красноярский центр газодобычи - на базе Собинско-Пайгинского и Юрубчено-Тохомского месторождений, в дальнейшем для поддержания уровней добычи газа в разработку могут быть вовлечены Оморинское, Куюмбинское, Агалеевское и другие месторождения.

Основная часть месторождений Восточной Сибири и Дальнего Востока являются газоконденсатными или нефтегазоконденсатными с высоким газовым фактором. Газ данного региона отличается наличием в его составе большого количества ценных компонентов, таких как этан, пропан, бутан, тяжёлые углеводороды, гелий. Содержание этих компонентов колеблется от 8 до 32 %. В Восточной Сибири и на Дальнем Востоке сосредоточена большая часть разведанных запасов гелия России.

В связи с наличием в составе газа ценных компонентов возникает необходимость одновременно с освоением месторождений создавать газоперерабатывающие и газохимические мощности для выделения из газа ценных компонентов и производства продукции с высокой добавленной стоимостью. Кроме того, в связи с большой удалённостью месторождений от потенциальных потребителей потребуется сформировать в регионе газотранспортную систему большой протяжённости с соответствующей инфраструктурой, включая подземные хранилища газа и гелия.

Обеспечение прогнозной добычи газа в период до 2015 года в зоне ЕСГ будет осуществляться за счет действующих и вновь вводимых месторождений в Надым-Пур-Тазовском регионе, расположенных вблизи действующей инфраструктуры, что предопределяет экономическую эффективность их первоочередной эксплуатации.

Объем добычи газа по действующим месторождениям принят в соответствии с утвержденными проектами разработки и их корректировками.

После 2014 года в зоне ЕСГ начинается эксплуатация месторождений в новых газоносных регионах Западной Сибири (полуостров Ямал, район Обской и Тазовской губ) и шельфа Баренцева моря (Штокмановское месторождение). Одновременно будет продолжаться ввод новых месторождений в Надым-Пур- Тазовском регионе.

Конкретные сроки ввода новых месторождений и динамика объемов добычи по ним будут определяться потребностью в ресурсах российского газа, исходя из следующих факторов:

¦ конъюнктуры внутреннего и внешнего рынка газа;

¦ инвестиционных возможностей недропользователей с учетом налоговой нагрузки, стоимости потребляемых отраслью ресурсов;

¦ проводимой государственной политики в области недропользования.

Кроме того, динамика объемов добычи будет уточняться по результатам предоставления доступа к газотранспортной системе ОАО «Газпром» в соответствии с «Порядком подготовки и выдачи разрешений на доступ независимых организаций к газотранспортной системе ОАО «Газпром».

В предстоящие 25 лет наибольшие объемы капитальных затрат и ГРР в физическом выражении должны быть проведены в континентальных областях России (Сибирь и Дальний Восток), а относительно невысокие приросты новых запасов УВ по регионам суши - компенсироваться значительными открытиями и приростами на шельфе.

При планировании развития МСБ газовой промышленности в Арктике и на Востоке страны в 2011-2035 гг. предусмотрена «пошаговая стратегия» освоения УВ-потенциала шельфовых областей:

• ближняя перспектива: вначале разведка и освоение прибрежной части акваторий, прежде всего месторождений типа суша/море, в том числе перспективных площадей Тазовской и Обской губ (центр, север) до средних глубин и неокомских горизонтов (2,3-3 км), Присахалинского шельфа, Печорского моря;

• средняя перспектива: поисково-оценочные работы на наиболее крупных, максимально перспективных площадях, умеренно удаленных от берега (Приямальский, Причерноморский и Прикамчатский шельф,на 20-40 км) для определения масштаба открытий месторождений, освоение которых возможно в краткие сроки;

• дальняя перспектива: постановка масштабных поисково-разведочных работ во всем ареале открытого шельфа Западно-Арктического сектора морей на самых «выигрышных» объектах (в плане открытий и новых приростов разведанных запасов УВ).

Результататы исследований свидетельствуют Скоробогатов В.А. Новые достижения в области развития минерально-сырьевой базы газонефтедобычи России / В.А. Скоробогатов // Территория нефтегаз. - 2013. - № 3. - с. 59-60, что основные неоткрытые ресурсы газа сосредоточены в апте, неокоме и средней юре арктических областей мегапровинции, включая Карское море. Среди газосодержащих прогнозируется открытие 3-4 сверхги- гантских (более 1 трлн м3, открытый шельф), 22-25 крупнейших и гигантских (0,1-1,0 трлн м3), 70-80 крупных (30-100 млрд м3) и многих сотен средних и мелких месторождений (одно- и многозалежных).

В окраинных районах Западно-Сибирского мегабассейна (западнее и восточнее НПТР) ожидается открытие преимущественно средних и малых по геологическим запасам месторождений типа Н/НГК-ГКН в Обь-Надымском междуречье и ГК/Г (ГКН) на востоке Пур-Тазовской НГО: юра, нефтегазоносная зона контакта (НГЗК), вероятно, доюрский комплекс.

Следует отметить, что в крупнейшей Западно-Сибирской нефтегазоносной мегапровинции наименее изученными и совершенно не освоенными остаются арктические области суши (полуострова Ямал и Гыдан) и шельф Карского моря, включая губы и заливы. В Ямальском регионе отработано свыше 80 тыс. пог. км профилей, в том числе - около 4800 пог. км региональных профилей МОВ ОГТ. Средняя плотность выполненных работ МОВ составляет 0,72 км/км2. Проведены региональные сейсмические работы по изучению геологического строения и перспектив нефтегазоносности акватории Обской губы и Карского моря.

- Установлено, что газовый потенциал недр всего Ямальского региона может быть оценен в 61-62 трлн м3 и, кроме того, 13,8 трлн м3 составляют геологические ресурсы в «пограничных» и плотных коллекторах («плотный» газ), в т.ч. суша Ямала - 22,5 трлн м3/4,5 трлн м3, шельфовые области - 39,1/9,3 трлн м3.

Нетрадиционные источники газа Ямальского региона представлены различными видами (газовые гидраты, газ плотных коллекторов, угольный газ), имеют широкое распространение как по площади, так и разрезу. Ресурсы гидратного газа в Ямальском регионе незначительны и имеют низкие перспективы промышленного освоения. Ресурсы,сосредоточенные в низкопроницаемых коллекторах, выделяются среди остальных видов нетрадиционных источников УВ как по величине, так и по близости к традиционным ресурсам. Их отличает наиболее высокий уровень технологической готовности к освоению.

Проведенные в 2010 г. геолого-ресурсные исследования, основанные на новейших моделях строения суши и шельфа Ямальского региона и уточнениях онтогенеза УВ в породах мела и юры, позволили расширить спектр оцениваемых геологических объектов, что привело к увеличению оценок геологических ресурсов УВ, освоение которых в ходе предстоящих ГРР будет продолжаться до 2040-2050 гг., а глубоких горизонтов (5,0-6,5 км) - и далее.

Таким образом, дальнейшее развитие добычи углеводородов в газовой отрасли России сопряжено с необходимостью: ввода в разработку и эксплуатации месторождений с многокомпонентными составами пластовой смеси и сложными горно-геологическими условиями залегания продуктивных пластов; создания новых мощностей по транспортировке и переработке газа и жидких углеводородов; создания производственной инфраструктуры и внедрения современных технологических решений и технологий в новых регионах добычи; реконструкции и технического перевооружения действующих объектов добычи газа и конденсата; В предстоящие 25 лет наибольшие объемы капитальных затрат и ГРР в физическом выражении должны быть проведены в континентальных областях России (Сибирь и Дальний Восток), а относительно невысокие приросты новых запасов УВ по регионам суши - компенсироваться значительными открытиями и приростами на шельфе.

сжиженный газ экспорт природный

ГЛАВА 3. ЭКСПОРТ РОССИЙСКОГО ГАЗА

3.1 Анализ современного состояния экспорта российского газа

Экспорт газа в России в 2011 г. составил 204 млрд. м3. Главным экспортером газа за зарубежные рынки был ОАО «Газпром».

Таблица 3.1

Динамика экспорта газа в 2011 г. в РоссииМинэнерго России. - http://minenergo.gov.ru/activity/statistic/10478.html

(млн. м3)

Показатели	За декабрь 2011 г.	С начала 2011 г
	факт	к соотв. периоду прошлого года	Факт	к соотв. периоду прошлого года
		+/-	%		+/-	%
Внутреннее потребление газа	54770.2	-3823.3	93.5	496217.6	10948.1	102.3
Поставка российского газа за пределы России	18837.1	-2169.2	89.7	203936.2	19988.1	110.9

Экспорт газа в России в 2012 г. составил 187 млрд. м3. Главным экспортером газа за зарубежные рынки был ОАО «Газпром»

Таблица 3.2

Динамика экспорта газа в 2012 г. в России Минэнерго России. - http://minenergo.gov.ru/activity/statistic/17135.html

млн. м3

Показатели	за декабрь 2012 г.	с начала 2012 г.
	факт	к соотв. периоду прошлого года	Факт	к соотв. периоду прошлого года
		+/-	%		+/-	%
Внутреннее потребление газа	55664.5	894.3	101.6	459640.1	-36577.5	92.6
Поставка российского газа за пределы России	20505	1667.9	108.9	186859.1	-17077.1	91.6

Экспорт газа в России в 2013 г. составил 201 млрд. м3. (табл. 3.3).

Таблица 3.3

Динамика экспорта газа в 2013 г. в России http://ac.gov.ru/files/publication/a/1546.pdf

млн. м3

Показатели	за месяц 2013 г.	с начала 2013 года
	факт	к соотв. периоду прошлого года	Факт	к соотв. периоду прошлого года
		+/-	%		+/-	%
Внутреннее потребление газа	50192.9	-5471.6	90.2	456200.7	-3439.4	99.3
Поставка российского газа за пределы России	22917.2	2412.2	111.8	200563	13703.9	107.3

По данным Федеральной таможенной службы, в январе-сентябре 2013 года экспорт газа из России увеличился по сравнению с аналогичным периодом прошлого года на 8.1% до 141.4 млрд куб. метров. При этом основной прирост был обеспечен третьим кварталом, когда экспорт газа увеличился в годовом сравнении на 27.6%.

Согласно данным ФТС, экспорт газа в 2013 году достиг рекордного значения (см. рисунок 3.1). Экспорт российского газа вырос по сравнению в 2012 г. на 10% и составил в 2013 г.205 млрд куб. м.

Рис. 3.1 Динамика экспорта газа из России в 2013 г. По данным ФТС

Однако в данном случае следует делать поправку на то, что до 2012 года ФТС предоставлял данные по экспорту газа без учета стран Таможенного союза, и только с 2012 года стал учитывать торговлю с Республикой Беларусь и Казахстаном.Газпром также в своем отчете зафиксировал существенный рост продаж газа за рубежом, однако, в отличие от данных ФТС, объем продаж компании не был рекордным (см. рисунок 29).

Продажи компании за рубежом в январе-сентябре 2013 года увеличились по сравнению с аналогичным периодом прошлого года на 5.9% до 157 млрд куб. метров. При этом в страны дальнего зарубежья экспорт увеличился на 15.7% до 118.5 млрд куб. метров, а в страны СНГ и Балтии снизился на 15.6% до 39.5 млрд куб. м

Экспорт в страны СНГ и Балтии был самым низким за 2012-2013 годы (см. рисунок 3.2).

Рис. 3.2 Динамика экспорта газа из России в страны СНГ и Балтии 2013 По данным ФТС

Это связано с резким сокращением спроса со стороны Украины (см. таблицу 3.4).

Таблица 3.4

Динамика экспорта газа из России в страны СНГ и Балтии По данным Газпрома, РИА Рейтинг 2013

Страна	01-09.2013 г., млрд. куб. м	В % к 01-09.2012 г.
Украина	18.190	74.1
Беларусь	14.450	101.0
Молдова	1.530	70.8
Литва	2.080	86.7
Латвия	0.810	89.0
Эстония	0.450	125.0
Казахстан	0.610	98.4
Южная Осетия	0.020	100.0
Армения	1.270	97.7
Грузия	0.100	50.0
Итого	39.510	84.4

В то же время объем экспорта в страны дальнего зарубежья был одним из самых больших за последние годы. Основной прирост обеспечили три страны - Италия, которая увеличила покупку российского газа на 8.7 млрд куб. метров, Германия (на 4.7 млрд куб. метров) и Великобритания (на 3.22 млрд куб. метров).

Наибольший рост продаж наблюдалось в третьем квартале, когда их суммарный объем увеличился в годовом сравнении на 19.9%, в том числе в страны дальнего зарубежья - на 29.9%. Активизация продаж в третьем квартале обусловлена закачкой газа в газохранилища. В том числе, начала закачивать газ Украина для обеспечения зимнего транзита. Кроме того, сентябрь 2013 года был значительно холоднее в Европе, чем сентябрь 2012 года, что также подстегнуло продажи газа ОАО «Газпром» в страны Западной и Центральной Европы приведены в таблице 3.5

Таблица 3.5

Продажи газа ОАО «Газпром» в страны Западной и Центральной Европы

Страна	01-09.2013 г., млрд. куб. м	В % к 01-09.2012 г.
Г ермания	29.500	119.0
Италия	18.970	184.2
Турция	19.350	95.8
Франция	6.360	99.4
Финляндия	2.590	95.9
Австрия	3.880	99.5
Греция	1.930	107.2
Нидерланды	1.600	72.7
Швейцария	0.270	135.0
Дания	0.240	120.0
Великобритания	8.620	159.6
Венгрия	4.440	120.0
Польша	7.760	109.3
Словакия	3.660	118.1
Чехия	5.100	87.9
Румыния	0.940	55.3
Болгария	2.080	109.5
Сербия	0.630	157.5
Словения	0.370	123.3
Босния и Г ерцеговина	0.130	65.0
Македония	0.030	30.0
Итого	118.450	115.7

Источник: по данным Газпрома, РИА Рейтинг 2013

Таким образом, экспорт газа из России в 2011 вырос на 7% - до 196,862 миллиарда кубометров. Экспорт газа В 2013 г экспорт сократился на 3,6% - до 185,845 миллиарда. В 2013 г. увеличился на 10% - до 204,911 миллиарда кубометров. Продажи компании за рубежом в 2013 г. увеличились по сравнению с 2012 г. на 5.9% до 157 млрд. куб. метров. При этом в страны дальнего зарубежья экспорт увеличился на 15.7% до 118.5 млрд. куб. метров, а в страны СНГ и Балтии снизился на 15.6% до 39.5 млрд. куб. м.

3.2 Особенности мирового рынка газа

Маркетинговая стратегия ОАО «Газпром» предусматривает диверсификацию источников экспортной выручки за счет расширения присутствия на перспективных рынках газа и увеличения объемов экспорта за счет выхода на новые, не доступные для трубопроводных поставок рынки.

В частности, среди приоритетов - наращивание объемов сжиженного природного газа (СПГ), а также, в рамках географической диверсификации, выход на рынки стран Северо-Восточной Азии и других стран АТР, в частности выход на рынок трубопроводного газа Китая.

Охват рынков экспортных трубопроводных поставок ОАО «Газпром» ограничен. Реализация СПГ может обеспечить ОАО «Газпром» значительное расширение спектра новых доступных рынков и возможность наращивания объемов экспорта. Данная стратегия предусматривает наращивание объемов экспорта СПГ как за счет реализации российских проектов, так и за счет участия в зарубежных.

В перспективе ОАО «Газпром» планирует реализацию новых проектов производства СПГ в России: предусматривается, что на Штокмановском месторождении будет организовано производство СПГ наряду с поставкой газа в Единую систему газоснабжения (ЕСГ).

Один из перспективных проектов ОАО «Газпром» - проект поставок природного газа в Китай. Газпром ведет работу по организации трубопроводного экспорта газа по двум коридорам поставки - «западному» и «восточному» - общим объемом до 68 млрд. м3. Проекты поставок по каждому из коридоров являются взаимодополняющими, поскольку ориентированы на удовлетворение спроса на газ на различных региональных рынках Китая [2, 3, 6, 7].

Основная угроза долгосрочной экспортной стратегии ОАО «Газпром» является рост конкуренции на европейском рынке.

Значительное изменение конъюнктуры европейского рынка газа, начавшееся в середине 2008 г., и дальнейшее повышение конкуренции связано с сочетанием нескольких факторов:

- падение спроса на газ в регионе в результате кризиса;

- рост добычи сланцевого газа в США, закрывший внутренний рынок страны для импорта и приведший к перенаправлению значительных объемов сжиженного газа в Европу;

- активные действия поставщиков СПГ, а также основных конкурентов ОАО «Газпром» на европейском рынке.

Добыча сланцевого газа в США нарушила планы ОАО «Газпром» на диверсификацию газового рынка Северной Америки за счет запасов нового Штокмановского месторождения и в 2009 году забрали у России пальму первенства крупнейшего мирового газодобытчика.

В результате этих событий в Европе произошли существенные изменения рынка. Например, сжиженный газ Катара (объем экспорта к 2012 году достиг до 100 млрд м3), прежде поставляемый в США, был переориентирован на Европу, в результате переизбыток предложения сформировал эффективный спотовый рынок, который уже оказывает значительное влияние на регуляцию газовых цен в Европе.

В настоящий момент эксперимент с добычей сланцевого газа проводится в Европе, надеющейся повторить опыт США. Потенциальные возможности сланцевого газа как энергоресурса являются предметом спора многих экспертов, которые пытаются прогнозировать ситуацию на рынке газа.

В Европе добыча сланцевого газа рассматривается в рамках программы энергетической независимости от российских поставок, цена на которые все время растет. Разведка месторождений сланцевого газа велась в Великобритании, Франции, Швеции, Германии, Австрии, Венгрии, Румынии и Украине. В начале 2011 года компания Royal Dutch Shell объявила о бесперспективности сланцевых месторождений в Швеции. Во Франции и Великобритании практически ведутся общественные слушания о наложении моратория на добычу сланцевого газа. В настоящий момент самыми перспективными считаются месторождения сланцевого газа, находящиеся в Польше, а также Украине.

Поглощение украинской газотранспортной системы GIE наряду с промышленной разработкой сланцевого газа в Польше и Украине может изменить расстановку сил на энергетическом рынке Европы, то есть минимизировать поставки ОАО «Газпром» в ЕС.

В результате роста производства сланцевого газа в США, снижения объема импорта, а также последующего обвала цен на газ в США, бывшие газовые потоки сжиженного газа, которые ранее предназначались для США, были перераспределены в регион с более высокими ценами, этим регионом, имеющим неэластичный спрос на газ, стала Европа.

Основными конкурентами ОАО «Газпром» на европейском рынке являются поставщики газа и СПГ из Норвегии, Нидерландов, Великобритании, Алжира, Катара, Нигерии и Ливии.

Традиционные экспортеры трубопроводного газа на европейский рынок в 2011 г. уменьшили объемы поставок. Так, поставки из Ливии по предварительным оценкам сократились на 7,8 млрд м3 (сокращение на 75,8%), из Алжира - на 5,2 млрд м3 (сокращение на 9,1%). В Ливии в результате военных действий газовая экспортная инфраструктура бездействовала с марта по октябрь 2011 г. Затем поставки по газопроводу Green Stream в Италию были возобновлены, но не в полном объеме.

Собственная добыча газа в европейских странах также упала и по предварительным оценкам составила около 288 млрд м3, что на 23 млрд. м3 (7,4 %) ниже уровня 2010 г. Падение собственной добычи в странах Европы объясняется как естественным сокращением запасов, так и возросшей конкуренцией на рынке. Так, в условиях более низких цен торговых площадок многим производителям газа для выполнения своих обязательств было выгоднее импортировать газ, чем добывать его. Производители СПГ из Катара и Нигерии нарастили объемы экспорта в Европу.

Появления продукта-заменителя, субститута, в виде СПГ будет оказывать значительное влияние на спотовый рынок Европы вплоть до момента насыщения рынка, то есть приведет к некоторому снижению цен на газ (10-25%) и ограничению влияния ОАО «Газпром» на рынок ЕС. В 2011 году увеличение потребления газа за счет отказа стран ЕС от АЭС изменило направление спроса, увеличило потребление газа и частично компенсировало снижение цены за счет импорта СНГ.

Естественным регулятором цен на газ в 2011 году для Азии стали землетрясения, благодаря природным катаклизмам, отказу от АЭС, увеличился импорт СНГ, а цены в азиатском регионе увеличились практически вдвое. Увеличение спроса на газ в Азии в 2011 году, опять стабилизировали цены в Европе за счет оттока поставок. По данным Bernstein Research, в целом, мировой спрос на СПГ в первом полугодии 2011 года показывает увеличение на 8,5%, до конца года эта цифра вырастет до 12%. Основными покупателями СПГ являются Великобритания, Япония, Южная Корея и Индия. Увеличение потребления СПГ в Европе свидетельствует о желании стран снизить влияние российского газа на свою экономику, поэтому, чем больше будет разница между трубным газом и сжиженным, тем больше страны будут ориентироваться на поставки сжиженного газа.

Ценовая неоднородность мирового газового рынка, безусловно, повлечет перераспределение газового ресурса. В ближайшие годы потребление газа будет расти в Азии за счет роста объема потребления и снижения запасов.

Газосланцевые потоки США после расширения газотранспортной инфраструктуры будут направлены, прежде всего, в Южную Америку и Азию, что повлечет увеличение предложения в Европе за счет перераспределенных газовых потоков, ранее направленных в Азию Газпром» в вопросах и ответах 2011 [Электронный ресурс] // ОАО «Газпром»: сайт. - URL: http://gazpromquestions.ru [2, 3, 6, 8-13].

В этих условиях проблема прогнозирования экспорта газа в Европу приобретает решающее значение для выбора направления инвестиций в отрасли экономики и оценки энергетической безопасности страны.

Рис. 3.3 Динамика фактических и прогнозируемых показателей экспорта газа в Европу Орлов А.В. Анализ состояния и прогноз развития экспорта газа

в России / А.В. Орлов// Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело». 2013. №3 - С. 435

Потребления газа в Европе были использованы данные статистического сборника BP Statistical Review of World Energy June 2012. Для прогнозирования потребления газа в Европе оптимальными моделями являлись полиномиальная модель второй степени (рисунок 4) и модель экспоненциального сглаживания (метод Брауна) (рисунок 5).



Рис. 3.4. Динамика фактических и прогнозируемых показателей потребления природного газа в Европе (полиноминальная модель) Там же

Рис. 3.5. Динамика фактических и прогнозируемых показателей потребление природного газа в Европе (модель экспоненциального сглаживания - метод Брауна) Орлов А.В. Анализ состояния и прогноз развития экспорта газа

в России / А.В. Орлов// Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело». 2013. №3 - С. 436

Уравнение корреляционной полиномиальной модели второй степени имеет вид y = - 0,116x2 + 470x - 476486. Коэффициент детерминации R2 равен 0,97, что показывает высокую долю вариации результативного признака, находящегося под воздействием изучаемого фактора.

Из анализа полученных результатов следует, что в течение последующих 5 лет с 2013 г. по 2018 г. Объём экспорта газа в Европу будет расти и к 2018 году вырастет на 7,8 % и составит 166,9 млрд м3, потребление газа в Европе также будет расти и к 2018 году вырастет в среднем на 3,9 % и составит 521,5 млрд м3.

Динамика потребления газа в России анализировалась за период 1997-2011 гг. В качестве исходных данных для построения модели и выполнения прогноза потребления газа в России были использованы данные статистического сборника BP Statistical Review of World Energy June 2012. Для прогнозирования потребления газа в России оптимальной моделью являлась линейная модель (рисунок 6). Уравнение корреляционной линейной модели имеет вид y = 5,8976x - 11433. Коэффициент детерминации R2 равен 0,863, что показывает высокую долю вариации результативного признака, находящегося под воздействием изучаемого фактора.



Рис. 3.6. Динамика фактических и прогнозируемых показателей потребление природного газа в России (линейная модель) Орлов А.В. Анализ состояния и прогноз развития экспорта газа

в России / А.В. Орлов// Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело». 2013. №3 - С. 436

Таким образом, согласно прогнозам экспертов, в том числе Международного энергетического агентства (МЭА), без значительных дополнительных капиталовложений в разведку, освоение и эксплуатацию месторождений в течение нескольких последующих лет, объемов добычи российского газа может не хватить для обеспечения внутреннего спроса и экспорта. Перед Россией все острее будет стоять задача выбора между поставками газа на внутренний или внешний рынок. По оценкам экспертов, на протяжении последующих двух десятилетий России необходимо будет инвестировать в среднем 11 млрд. долл. в год, чтобы ввести в эксплуатацию новые месторождения и модернизировать и обслуживать газовую инфраструктуру. Эти данные свидетельствуют о том, что финансово-экономические возможности страны не позволяют непрерывно увеличивать объемы добычи сырья для необходимого среднегодового роста ВВП в 5-10%. Нельзя обеспечить устойчивый экономический рост без сокращения энерго- и топливоемкости ВВП. Инвестиции в энергоэффективность в 3-5 раз продуктивнее, чем вложения в добычу углеводородов. Энергоэффективные технологии могут принести ежегодную экономию газа в объеме до 100 млрд м3.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В ходе выполнения выпускной квалификационной работы получены следующие результаты:

1. Доступные в разработке запасы газа в мире выглядят значительно, а развитие технологий добычи и транспортировки как по трубам, так и в виде СПГ, создает хорошие предпосылки для безопасного и надежного удовлетворения роста спроса. По соотношению цены, доступности, потребительских свойств и экологичности газ значительно опережает все ныне известные энергоресурсы. И его доля в мировом энергобалансе существенно недооценена в связи с инерционностью развития инфраструктуры потребления, а также политическими рисками, которые были связаны с тем, что основные запасы газа были сосредоточены всего в двух регионах - России и Персидском заливе.

2. Всего примерно 440 млрд. кубометров газа в настоящее время участвует в трансрегиональной или глобальной торговле газом, то есть не более 14%. Высокий уровень регионализации связан в значительной степени с тем, что темпы роста доли СПГ в общем балансе потребления газа пока недостаточны. Сейчас этот более гибкий вариант снабжения газом занимает всего 10% спроса и 30% в объеме экспортно-импортных операций. К 2030 году мы ожидаем, что доля СПГ подрастет как минимум до 15-16% и 40-50% соответственно. Это, очевидно, приведет к большей гибкости поставок и к увеличению перетоков газа между различными рынками, а значит, будет способствовать глобализации.

3. Газовый рынок в ближайшие 20 лет будет развиваться динамично и последовательно, но в целом достаточно умеренно (около 1,5% в год). Главные точки роста добычи будут находиться на Ближнем Востоке (прирост свыше 600 млрд. кубометров) и в АТР (свыше 300 млрд.), где основными локомотивами будут выступать Китай и Австралия - лидер роста потребления газа и в скором будущем крупнейший экспортер СПГ.

4. Добыча газа в РФ в 2012 году, по данным ЦДУ ТЭК, снизилась на 2,3% по сравнению с предыдущим годом и составила 655,007 миллиарда кубометров. Добыча газа в РФ в 2013 году выросла на 2% по сравнению с аналогичным периодом прошлого года и составила 668,024 миллиарда кубометров. Основными газодобывающими компании России является: "Газпром" ; Оао «Новатэк»; Оао «Нк «Роснефть». «Газпром» располагает самыми богатыми в мире запасами природного газа. Его доля в мировых запасах газа составляет 18%, в российских - 70%.

5. Основными месторождения газа в России являются: Заполярное; Сахалин-3; Русановское, Ленинградское, Штокмановское, Бованенковское, Ямбург, «Заполярное», Уренгой. Почти на 90% общероссийской добычи газа сосредоточено в Западной Сибири (Западносибирская НГП) (прилож. 1. табл. 1.1), в первую очередь в ЯНАО - свыше 80%.

6. Дальнейшее развитие добычи углеводородов в газовой отрасли России сопряжено с необходимостью: ввода в разработку и эксплуатации месторождений с многокомпонентными составами пластовой смеси и сложными горно-геологическими условиями залегания продуктивных пластов; создания новых мощностей по транспортировке и переработке газа и жидких углеводородов; создания производственной инфраструктуры и внедрения современных технологических решений и технологий в новых регионах добычи; реконструкции и технического перевооружения действующих объектов добычи газа и конденсата; обеспечения решения проблем извлечения остаточных запасов газа («низконапорный газ») на завершающей стадии разработки действующих месторождений с достижением высоких коэффициентов газоотдачи. В предстоящие 25 лет наибольшие объемы капитальных затрат и ГРР в физическом выражении должны быть проведены в континентальных областях России (Сибирь и Дальний Восток), а относительно невысокие приросты новых запасов УВ по регионам суши - компенсироваться значительными открытиями и приростами на шельфе.